Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 [ 134 ] 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

ТО фактические дебиты в м/сутки для падения давления Лр будут

0,000\5 hkf.Q Ар Q =-(13)

где h выражено в ж, kh~B миллидарси, Лр в ат, а [л в сантипуазах. На фиг. 153 изображены результаты 4HCjieHHoft оценки урашения (12) в разных уело- gv ВИЯХ как функции глубины вскрытия пласта забоем скважины.

Значения А на фиг. 153 представляют плотности размещения скважин в 0,4 га на скважину соответственно особым значениям

fl, Q, и Гс, данным через

U,Z2

в, 18

0,16 0,14-

0,11

Л-5,74 . 10

(14)

008 005 00¥

в той мере, в какой радиус скважины Гс рассматривается как постоянный, колебания отражают изменение h\ определенное уравнением (3). Отсюда три кривых для Л = оо (бесконечное размещение скважин), соответствуют мощностям продуктивной зоны, меняющимся в пять раз, или соотношениям проницаемости, различающимся коэффициентом

25. Более высокие значения Qh для больших значений д представляют возрастающую эксплуатационную производительность с понижением мощности продуктивного горизонта или рост проницаемости по вертикали.

Понижающийся текущий дебит для постоянного с уплотнением сетки размещения скважин возникает из уменьшения площади питания на скважину у контакта вода-нефть. Измене* ние дебитов в зависимости от расстояния между скважинами происходит, как и следует ожидать, довольно медленно.

Кривая 6 на фиг. 153 относится к установившемуся состоянию радиального напора в изотропной породе с мощностью 37,5 * и отношением радиуса жшы 2640.

10 га 30 0 50 во 7о во so wq

Вснрытив пласта

Фиг. 153. Расчетная эксплуатационная производительность на единицу мощности пласта в безразмерном виде для несовершенных скважин, работающих под напором подошвенной воды.

Кривые: = 0,005, -А = 00; 2-=

= 0,001. Л = ос; З - е. ==0,001, -Сс =0.0002, Л«оо; 5-е,. = С>,001,

>\ = 0,2; б -несовершенные скважины в системах с установившимся состоянием радиального течения; Q-текущий дебит в единицах размеров пласта; вязкость нефти; /f/j -проницаемость по горизонтали; Ь. - мощность нефтяной зоны; АФ - падение давления или потенциала; р. -

безразмерный радиус скважины; А - уплотнение в 0,4 га на скважину.

питания К радиусу сква-

* Мощность имеет здесь меньшее значение, за исключением случаев незначительной глубины вскрытия пласта.

ft 1/2

где скорость по вертикали Vz и градиент потенциала -г~- отме-се(ны к оси скважины.

Эквивалентная площадь размещения для радиуса скважины 7,5 см дает 12,6 га на скважину, откуда видно, что текущие дебиты имеют сравнимую величину и изменяются с глубиной вскрытия пласта аналогично скважинам, работающим под напором подошвенной воды.

8.15. Подземные резервуары с напором подошвенной воды; эффективность вытеснения нефти; водонефтяные факторы. Ха>

рактер подъема поверхности раздела вода-нефть и количество безводной нефти, которую можно получить до прорыва подошвенной воды, представляют больший интерес, чем текущие дебиты скважины, получаемые при напоре нижней пластовой воды. Количество безводной нефти может быть описано выражением «эффективность вытеснения», определяемой в долях объема нефтяного горизонта, дренируемого скважиной, который извлекается к моменту, когда вода впервые достигнет забоя скважины. Это значение колеблется, очевидно, в пределах от О до 1. Низкие значения эффективности вытеснения указывают, что вода быстро поступает в эксплуатационную скважину, промывая лишь незначительную часть нефтяной зоны. Однако предельное значение 1 означает, что весь нефтяной коллектор равномерно затоплен водой к моменту появления воды.

Если V - объем нефтяной зоны с мощностью h, вымытый поднимающимся водным зеркалом к моменту прорыва воды, па - расстояние между скважинами, то эффективность вытеснения будет

Значение V можно выразить как

Vl- (2)

где t - время, необходимое для прорыва воды в эксплуатационную скважину; Q - дебит нефти, принятый равномерным;

f - эффективность микроскопического вытеснения, т. е. произведение пористости нефтяной зоны на часть объема порового жространства, занятого поступившей водой. Так как вода, оче-шдно, поднимается быстрее всего вдоль оси скважины, t дано:

Путем объединения уравнений (1), (2) и (3) с уравнениями 8.14(3), 8.14(7), 8.14(11) находят, что Е можно выразить как

F (х, а, Рс)

¥

W ZO 30 W so so 70 80 90 100 Всирытие пласта %

Фиг. 154. Расчетная кривая изменения зависимости функции F эффективности вытеснения (к. и. д.) для пластов с напором подошвенной воды [уравнение 8.15 (5)] по отношению к вскрытию пласта для безразмерного параметра

расстояния между скважинами а > 3,5. Для крестиков на кривой р=0,0002,

- безразмерный радиус скважины.

906 9,011

@,oz

6,01 0,005

0,002 0,001

в 10 it

Фиг. 155. Расчетные кривые изменения эффективности вытеснения Е в зависимости от параметра

размещения скважин а для пластов с напором подошвенной воды.

Для кривых 1, 2, 3, 4 » 5 глубина вскрытия пласта 0; 25; 50; 75 и 90% соответственно; бс = 0,001, 0,002 и 0.005 для

сплошных, а также верхней и нижней прерывистых кривых; и а определяются из уравнения 8.14 (3) и 8 14 (7).

Так как параметр раостояния между скважинами а входит в анализ непосредственно лишь через вторые члены в скобках "уравнение 8.14(8)], которые экспоненциально исчезают с уве-личиваюнхимся Qc или а, то F не зависит от а, когда последнее достаточно велико. Можно показать, что это имеет место, когда а> 3,5, F тогда становится функцией только и несовершенного вскрытия X. Численные значения F нанесены по отношению к глубине вскрытия продуктивного пласта для этого

интервала а (фиг. 154).

Следует отметить, что значения F довольно независимы от

величины с. Взяв F (из фиг. 154) для больших значений а и отдельно определенных значений п(ри а< 3,5, получим соответствующую «эффективность вытеснения», выраженную уравнением (4), Значения ее нанесены по отношению к а на фиг. 155